“博弈”风电上网调价

添加时间：2013-11-08 10:24:21 来源：爱中国能源网

　　今年2月份，能源局专门出台文件，要求解决风电消纳问题。同时，国家也采取了一些措施解决补贴不足的问题。8月底，发改委发出通知，将可再生能源电价附加由8厘/千瓦时上调至1.5分/千瓦时，可再生能源发展基金缺口正在慢慢减少。

　　另外，补贴结算方式也有变化。以前，风电补贴是按当地脱硫燃煤标杆电价结算的，国家发放的补贴由电网企业转付给开发商。现在则是由政府预拨给电网企业，电网企业按月足额按照标杆电价向开发商结算。因此，“补贴发放不到位的问题已经成为了过去时，未来通过建立补贴规模与风电项目建设规模联动的机制是可以避免这种问题出现的。”李琼慧肯定地说。

　　电价调整建议

　　从风电行业发展情况来看，今年年底，我国风电装机规模将超过7000万千瓦，而风电消纳形势却依然严峻。“是时候调整风电电价了，”李琼慧说，“这是一种姿态，可以让开发商更理性对待开发问题。”下调电价能够减缓新增项目增长速度，减小风电消纳的压力。而且，政策的导向性更有利于引导开发商不断通过技术进步提升自身的竞争力，最终实现国家补贴的淡出。 
      不管是在国内还是国外，风电上网电价都是要逐年递减的，这是行业发展的大趋势。但是，目前国内风电电价要大幅下调难度很大，会严重挫伤风电项目建设的积极性，很难做到按目前风电实际的度电成本来降。所以，李琼慧建议，降价的幅度不要太大，最好是进行微调。这样，一方面可以减小风电项目建设冲动，抑制新增风电规模的过快增长，减轻已建成风电场的消纳压力；另一方面有助于开发商增强风险意识，在风电项目开发选址时，更加重视风电场的消纳问题。

　　另外，跳出行业，从能源结构转型的角度来看，长期以来，我国电力生产一直以火电为主。随着近年来风电、光伏等可再生能源的发展，电源结构得到了一定的优化，火电占比有所下降。然而，2012年火电的装机容量和发电量占比却仍分别达到71.5%和78.6%，火电依然是我国的主力电源。但是，中国要想实现能源与环境的可持续发展，当前以化石能源为主的电源结构却非要让位于风力发电和其他可再生能源不可。

　　目前，我国风电的发电成本在8000元/千瓦左右，远远大于火电4000元/千瓦的水平，短时间内无法撼动火电的经济优势。所以，“中国的风电产业，仍然需要国家在上网电价方面的进一步扶持，这样才能治理雾霾，解决环境污染，构建适合我国国情，兼顾经济、安全、稳定与环保要求的电力体系。”中国可再生能源行业协会执行会长张平这样向《能源》杂志记者讲道。

　　据他理解，国家政策是顶层设计，应该对产业的发展进行引导，这就要求政策的制定应该具有一定的预见性和前瞻性，而不是变成马后炮，出了问题之后才调整。他以欧盟“双反”背景下，中国大批光伏企业已经破产倒闭了，一系列光伏利好政策才开始密集出台为例，证明政策的滞后会影响产业的发展，所以，“不要让风电重蹈光伏覆辙”。

　　对于风电电价调整，张平希望能够按照风资源和负载的匹合度来考虑风电电价。他建议，陆上风电电价可以分情况区别调整，而不是统一下调。在那些电力负载少、消纳有问题的地方，风电电价应该下调，这样价格的杠杆作用才会有效果；而在那些上网条件比较好、负载充裕、消纳情况好的地方，风电电价就应该上提才对。至于海上风电，他希望将电价往上调整，因为目前这类项目的投标价格过低，不利于中国海上风电产业的快速发展。

　　实际上，风电企业也非常关心电价的调整问题。他们认为，风电电价直接关系到行业发展的大环境问题，对它的调整要兼顾经济发展、民生，同时也要兼顾项目从资源获取、核准、建设、运营全系列的各相关方成本组成的真实性、企业生存环境、金融等系列问题，不能搞一刀切，单纯地考虑下调还是上调。“也许可以建立更为完善、科学、客观的多维评价体系，对不同的风场进行区别评价，从而设定不同等级的适用标杆电价，”杨璞建议道。 



      

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